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Řízení inteligentního domu s využitím softwarové implementace PLC automatu / Intelligent Building Management Software Implementation Using PLCMichal, Pavel January 2013 (has links)
This work deals with the development of an application module SoftPLC, which is running on the control unit based on the Linux operating system for the company Elko EP. The control unit for IMB is designed for intelligent building management and it is configurable via the SOAP protocol using iNELS Designer & Manager 3.
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[pt] EFEITO DA FLUÊNCIA DO SAL NO CRESCIMENTO DE PRESSÃO EM ANULAR CONFINADO DE POÇOS DE PRÉ-SAL / [en] SALT CREEP EFFECT ON THE ANNULAR PRESSURE BUILD UP IN SUBSALT WELLSHERNAN EDUARDO EISENHARDT PEREZ 01 February 2016 (has links)
[pt] Este trabalho apresenta o crescimento de pressão no anular causado pela
fluência do sal e relaciona com o cálculo deste fenômeno quanto ao efeito
térmico, que é normalmente conhecido por APB (annular pressure build-up). Este
fenômeno não é modelado em softwares comerciais e deve ser considerado em
poços de pré-sal. O cálculo de APB considera três mecanismos geradores de
pressão no anular: expansão térmica do fluido do anular, expansão do tubing e
influxo e efluxo do fluido confinado no anular. Mudanças no volume do anular,
causados pela fluência do sal, podem ser tratadas como um quarto mecanismo,
equivalente ao influxo de fluido no cálculo do APB. O cálculo deste fenômeno
pode ser incorporado a um modelo de cálculo acoplado ( multistring casing
design ) através da programação do APB causado pelo efeito de expansão térmica
dos fluidos confinados e o APB causado pela fluência do sal. Para isso é
necessário adotar um modelo constitutivo para descrever o comportamento de
fluência desta rocha em função do estado de tensão, perfil de temperatura, tipo de
sal, tempo decorrido, energia de ativação e outros fatores. Os efeitos de APB
devido à fluência do sal podem ser mais pronunciados quando a sapata do
revestimento é assentada em um intervalo de sal com elevado gradiente de
sobrecarga e elevado gradiente geotérmico. Não considerar o efeito da fluência do
sal no crescimento de pressão do anular (APB) pode causar um dimensionamento
inadequado de revestimento ou packoff e levar a perda da integridade do poço. / [en] This paper presents the annular pressure build-up caused by salt creep and
link to current calculation of this phenomenon due to thermal effect, which is
commonly known as APB. This phenomenon is not currently modeled on
commercial software and should be considered in subsalt wells. The calculation of
APB considers three generator mechanisms: thermal expansion of annular fluid,
influx or efflux and tubing buckling. Changes in the annular volume, caused by
salt creep, may be treated as a fourth mechanism, equivalent to the influx in
current calculation of APB. The calculation of this phenomenon can be
incorporated into a multistring casing design model by programming the thermal
expansion effect and the APB caused by salt creep. This requires adopting a
constitutive model to describe the creep behavior of rock for differential stress,
temperature profile, salt type, salt thermal activation and other factors. When the
casing shoe is seated in deep salt sections with high overburden gradient and high
temperature from the produced hydrocarbons, effects of APB due to salt creep and
thermal effects may be more pronounced. Not considering the salt creep effect in
the annular pressure build-up (APB) can lead to inadequate casing design and
possible loss of well integrity.
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[en] OIL AND GAS SUBSEA PROCESSING ANALYSIS: NEW PERSPECTIVES WITHOUT THE USE OF PLATAFORMS / [pt] ANÁLISE DE PROCESSAMENTO SUBMARINO NA PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS: AS NOVAS PERSPECTIVAS SEM O USO DE PLATAFORMASBRUNO FONTES RODRIGUES 21 September 2018 (has links)
[pt] O petróleo tem importância inegável nos tempos atuais. Junto com outros combustíveis fósseis, representa uma considerável parcela da matriz energética da sociedade. Porém esta é uma fonte de energia não renovável. Por isso a medida que o petróleo é produzido em regiões de fácil acesso, sua fonte vai se
esgotando e criando a necessidade de se explorar em regiões cada vez mais inóspitas. Diante deste cenário o processamento submarino na produção de óleo e gás tem grande relevância ao permitir a produção de petróleo em regiões onde não seria possível a produção sem esta opção. O objetivo deste trabalho é comparar 2 sistemas de processamento submarino, um com bomba multifásica e outro com separador submarino, visando identificar as oportunidades de aplicação para cada sistema e o estado da arte atual de cada tecnologia. O grande salto do processamento submarino será um futuro de produção sem o uso de plataformas. Cenário este que já se observa nos dias de hoje em alguns campos de gás. O campo de gás foi o primeiro a apresentar a possibilidade de produção sem o uso de plataforma por possuir energia suficiente para escoar por distâncias maiores sem necessidade de incremento artificial de pressão. Porém
com o avanço da tecnologia da bomba e dos separadores submarinos, o futuro indica a aplicação deste processo também em campos de óleo. Este trabalho disponibiliza uma ferramenta simplificada para análise de escoamento multifásico de fácil acesso que permite o cálculo sem a necessidade de softwares avançados e de difícil acesso. Apesar de ser uma ferramenta simplificada é de grande utilidade para cálculos rápidos sem necessidade de detalhamento. / [en] Oil has undeniable importance in modern times. Along with other fossil fuels, represents a considerable portion of the energy matrix of society. However this is non-renewable energy source. As the oil is been produced in areas of easy access, its source is being exhausting and creating the need to explore in
inhospitable regions. Looking to this scenario subsea processing of oil and gas has great importance to allow oil production in regions where the production would not be possible without this option. The objective of this study is to compare two subsea processing systems, one with a multiphase pump and other with a separator and a monophase pump, identify opportunities of each system and the current state of the art of each technology. The leap of subsea processing will be a future of production systems without the use of platforms. This scenario already being felt today in some gas fields. The gas field was the first to present the possibility of production without the use of the platform due to the fact that gas fields has enough energy to flow over large distances without the need of artificial lifting. However, with the advancement in pump technology and subsea separators, the future indicates the application of this procedure also in oil fields. This paper provides a simplified calculation tool for multiphase flow of easy access that allows the calculation without the need of advanced commercial software. Despite being a simplified tool is useful for quick calculations.
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[en] IMPLEMENTACION OF A 4(PI )(GAMA) SYSTEM, WITH WELL TYPE NAI(TI) DETECTOR, FOR CALIBRATION OF GAMMA EMITTERS RADIONICLIDES / [pt] IMPLANTAÇÃO DE UM SISTEMA 4(PI)(GAMA), COM DETECTOR DE NAI(TI), TIPO POÇO, PARA A CALIBRAÇÃO DE RADIONUCLÍDEOS EMISSORES GAMADOUGLAS CISNEIROS DE BARROS 06 November 2001 (has links)
[pt] Os métodos de calibração absoluta para a determinação da
atividade de radionuclídeos mais utilizados nos
laboratórios de metrologia são o 4(Pi Beta - Gama)
(contagem de coincidências), pico-soma (coincidência
Gama - Gama ou X- Gama), o 4(PI,Gama) e o contagem em
ângulo sólido definido.O método 4(PI Gama) é
especialmente indicado na medição da atividade de
radionuclídeos que apresentam esquema de decaimento
complexo. Ele se baseia no cálculo da eficiência total do
sistema de medição para um determinado radionuclídeo,
através dos valores da eficiência total referente a cada
raio gama do esquema de decaimento do mesmo
radionuclídeo. Este cálculo é expresso, para um ramo do
decaimento, pela equação: EpsilomT = 1 - Produtório ( 1 - EpsilomTi )
(Confirma símbolos no resumo na tese) , onde EpsilomT é a
eficiência global para cada decaimento em cascata e EpsilomTi a
eficiência total para cada transição gama da cascata. A
equação completa leva em conta o número de ramos e a
probabilidade de cada raio gama. Os (Confirmar os
símbolos no resumo na tese)Ti são obtidos a partir da
curva eficiência x energia do sistema.O método do pico-
soma é aplicado na determinação da atividade para fontes
emitindo pelo menos dois raios gama subsequentes.
Neste trabalho é apresentado o procedimento experimental,
após a implementação dos métodos 4(Pi Gama) e pico-soma
no Laboratório Nacional de Metrologia das Radiações
Ionizantes - LNMRI, com a finalidade de expandir os
serviços de fornecimento de fontes radioativas aos
usuários, tanto em quantidade quanto em faixa de
atividade ampliada.Os padrões radioativos utilizados no
levantamento da curva de calibração eficiência total x
energia, na aplicação do método pico-soma e na validação
do método 4(Pi) foram: 241Am, 210Pb, 54Mn, 57 Co, 60Co ,
109Cd, 113Sn, 134Cs, 137Cs, 139 Ce e 88Y. Para verificar o
desempenho dos métodos implantados, foram calibrados os
radionuclídeos: 139 Ce, 60Co, 88Y e 134Cs, e comparados
com os valores padronizados com o sistema absoluto 4 (Pi
beta - gama). Os resultados encontrados foram
consistentes com os obtidos pelo método de padronização
absoluta 4 (Pi beta - gama) . / [en] Among the absolute calibration methods for activity
quantity of radionuclides the most used in the metrology
laboratories are: the 4(Pi Beta - Gama) (coincidence
counting), defined solid angle counting, sum-peak (or Gama -
Gama coincidence) and 4(Pi Gama) method. The 4( Pi Gama)
method is appropriate to measure the activity of
radionuclides with complex decay scheme and its
implementation at Laboratório Nacional de Metrologia das
Radiações Ionizantes, commissioned by INMETRO from 1989,
will provide to the expansion of the jobs to supply the
users by standard radioactive sources.The determination of
activity can be made using calibration factor and/or the
efficiency curve. For the implantation of this calibration
method at LNMRI, after the selection of the detector and
the electronic instrumentation, the attainment of the
eficiency curve in function of gamma rays energy, standard
sources with one or two peaks each were used. The method is
based in (Epsilon)T = 1 - Produtórioi (1 - Ti) where EpsilonT is the total
efficiency for each radionuclide and EpsilonTi is the
efficiency for each gamma transition of this radionuclide.
The detector selected was a 8``x 8`` well type NaI(Tl), with
well dimensions 6`` deep and 3`` of diameter, from Harshaw The
standards sources used are: Am-241, Pb-210, Mn-54, Co-57,
Cd-109, Ce-139, Co-60, Na-22, Y-88 and Zn-65.
The preliminary results are consistent with the literature.
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[en] ANALYSIS OF HYDRAULIC FRACTURE SIMULATORS IN DISCRETE FRACTURE NETWORKS / [pt] ANÁLISE DE SIMULADORES DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO EM REDES DE FRATURAS DISCRETAS13 April 2021 (has links)
[pt] Esta dissertação teve por objetivo expor os principais diferenciais entre um
software comercial de projeto de fraturamento hidráulico (FH) com
desenvolvimento de rede de fraturas discretas tridimensional e softwares de
projeto de fraturamento convencional, apresentando uma análise dos efeitos da
variação dos principais parâmetros que influenciam os resultados da simulação em
cima de um caso real (Coeficiente de Filtrado Total e Espaçamento entre Planos
de Fratura). Como esclarecimento do principal cenário de fraturamento não
convencional foram apresentadas a descrição e principais propriedades de shale
gas/oil (gás de folhelho e óleo de folhelho), expondo em seguida as teorias das
geometrias ortogonais e a importância das fraturas naturais que embasam as
doutrinas do DFN. Enquanto no fraturamento convencional adota-se um modelo
de fratura planar com duas asas simétricas em relação ao poço, no fraturamento
em shale gas/oil o modelo atualmente aceito é o de criação/ativação de uma
fratura dominante e uma rede de fraturas paralelas e fraturas ortogonais à
dominante. Foram apresentados as premissas da modelagem, as equações
adicionais em relação ao FH convencional, os critérios adotados para a solução
destas equações e os dados de entrada adicionais relativos à rede de fraturas. Para
ilustrar os diferenciais de modelagem convencional e com rede de fraturas
discretas foram apresentadas as equações governantes de um simulador pseudotridimensional
convencional (P3D) e as equações governantes do simulador com
criação de rede de fraturas estudado (MShale). Uma vez que os dados de entrada
adicionais são o maior desafio para os projetistas de FH, apresentou-se um
capítulo sobre os mesmos, com um exemplo de entrada de dados real comentado e
um capítulo descrevendo as formas de saída de dados do simulador. Concluiu-se
que o coeficiente de filtrado total tem grande impacto na geometria e
condutividade da fratura dominante e rede de fraturas secundárias, influenciando
também as concentrações de agente de sustentação, como também ficou provado
que a interação entre fraturas responde pela variação do espaçamento assumido
entre os planos de fratura. Verificou-se que não se deve usar softwares de projeto
de fraturamento convencional em cenários de reservatórios não convencionais,
pois os resultados são irrealistas. Apontou-se deficiências do software de projeto
de fraturamento hidráulico com rede de fraturas analisado, como a falta de opção
de se considerar, para cada fluido utilizado, o seu respectivo coeficiente de
filtrado total. Espera-se que esta dissertação seja útil aos projetistas de
fraturamento hidráulico ao lidar com reservatórios não convencionais como shale
gas/oil e que estimule o interesse da academia por este tema. / [en] This dissertation aimed to present the main differences between commercial
software for hydraulic fracturing with the development of a three - dimensional
discrete fracture network and conventional fracture design software, presenting an
analysis of the effects of the variation of the main parameters that influence the
simulation results on a real case (Total Leakoff Coefficient and Spacing between
Fracture Plans). As a clarification of the main unconventional fracturing scenario,
the description and main properties of shale gas/oil were presented. Following the
theories of the orthogonal geometries and the importance of the natural fractures
that support the doctrines of the DFN. While in the conventional fracture, a planar
fracture model with two symmetrical wings is used in relation to the well, in the
shale gas/oil fracturing, the currently accepted model is the creation/activation of
a dominant fracture and a network of parallel fractures and fractures orthogonal to
the dominant. The modeling assumptions, the additional equations in relation to
the conventional hydraulic fracture, the criteria adopted for the solution of these
equations and the additional input data related to the fracture network were
presented. To illustrate the conventional modeling differences and discrete
fracture network, we have presented the governing equations of a conventional
pseudo-three-dimensional simulator (P3D) and the governing equations of the
simulator with the creation of a fracture network studied (MShale). Since
additional input data is the biggest challenge for hydraulic fracturing designers, a
chapter on them has been presented, with an example of actual commented data
input and a chapter describing the simulator data output. It was concluded that the
total filtration coefficient has a great impact on the geometry and conductivity of
the dominant fracture and the network of secondary fractures, also influencing the
concentrations of proppant, as it was also proved that the interaction between
fractures corresponds to the variation of the assumed spacing between the fracture
planes. It was verified that conventional fracture design software should not be
used in scenarios of non-conventional reservoirs, because the results are
unrealistic. It was pointed out deficiencies of the software of hydraulic fracturing
with analyzed network of fractures, as the consideration of constant coefficient of
filtration throughout the operation. It is hoped that this dissertation will be useful
to hydraulic fracturing designers when dealing with unconventional reservoirs
such as shale gas / oil and to stimulate the interest of the academy on this subject.
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[en] DRILL STRING VIBRATIONS IN SOLIMÕES BASIN OPERATIONS / [pt] VIBRAÇÕES EM COLUNAS DE PERFURAÇÃO EM OPERAÇÕES NA BACIA DO SOLIMÕESPAULO ALBERTO DA COSTA MATTOS 28 January 2016 (has links)
[pt] Os custos de uma campanha exploratória, incluindo a perfuração de poços de petróleo estão cada vez mais elevados. As vibrações nas colunas de perfuração estão presentes a todo momento nas operações de perfuração, o que podem ocasionar a quebra destas colunas e do BHA (Bottom Hole Assembly), danos em brocas e demais equipamentos. Além do custo do possível dano e/ou perda destes equipamentos, existem os custos da sonda parada e a despesas operacionais das companhias contratadas, o chamado custo de Stand by, e o mais indesejável, a perda do poço. Fenômenos como Bit Bounce, Stick-Slip e Forward/Backward Whril, que advém das vibrações axiais, torcionais e laterais respectivamente, são motivos de vários estudos. Esta dissertação pretende fazer a validação do modelo matemático de dinâmica torcional utilizado na dissertação de mestrado de CAYRES (2013) para gerar mapas de estabilidade para vibrações torcionais. Nesta dissertação parâmetros reais de uma coluna de perfuração foram inseridos no modelo com objetivo de obter mapas de estabilidade de vibrações torcionais para a perfuração de um poço na Bacia de Solimões. Tais mapas de estabilidade foram gerados a partir deste modelo matemático, que na tese de CAYRES (2013), é baseado em procedimento experimental, com um atrito não linear induzindo o fenômeno stick-slip que está associado às vibrações torcionais. Este fenômeno tem relação entre torque e velocidade angular na broca provocando vibrações indesejáveis na coluna de perfuração. A geração destes mapas permitiu que a análise de sensibilidade e a averiguação da ocorrência ou não de vibrações torcionais fossem feitas, bem como a inserção de valores de WOB (peso sobre a broca) e RPM (velocidade de rotação) de um caso real de perfuração de um poço na Bacia do Solimões. Nesta análise de sensibilidade foram considerados, além dos aspectos acima citados, o tipo de broca e formação geológica, permitindo assim a validação do modelo de CAYRES (2013) e contribuindo para a otimização dos processos operacionais da perfuração de poços de petróleo. / [en] The costs of an exploration campaign, including the drilling of oil wells are increasingly high. The vibrations in the drill strings are present at all times in drilling operations that can cause damage of these drill pipe and BHA (Bottom Hole Assembly), as drill bits and other equipment. Besides the cost of a possible damage or loss of such equipment, there are the costs when the rig is not operating and the expenses of all companies involved in the operations, called the cost of stand by, and the worst case scenario of the undesirable loss of the well. The Phenomena like Bit Bounce, Stick-Slip and Forward/Backward Whril, that arises from axial, torsional and lateral vibrations respectively are the motivation of several studies. This dissertation aims to show the validation of the mathematical modeling of the torsional dynamics used in CAYRES (2013) that generate stability maps for torsional vibrations. In this dissertation real parameters from a drill string were inserted in this mathematical modeling, aiming to obtain stability maps for torsional vibrations during a drilling operation of a well in Solimões Basin. Such stability maps were generated from a dynamic model that in CAYRES (2013) thesis is based on an experimental procedure with a nonlinear friction inducing stick-slip phenomenon associated to torsional vibrations. This phenomenon is related to torque and angular velocity on the bit generating undesirable vibrations. Build stability maps and checking when torsional vibrations happen, and then comparing with a real case of WOB (weight on bit) and RPM (rotary speed) in Solimões Basin. In this sensitivity analysis were considered, besides the aspects mentioned above, the kind of bit and geological formation in order to contribute to the optimization of the oil well drilling operational process.
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[pt] CLASSIFICAÇÃO DE RESERVATÓRIO UTILIZANDO DADOS DA DERIVADA DE PRESSÃO DE TESTE DE POÇOS / [en] RESERVOIR CLASSIFICATION USING WELL-TESTING PRESSURE DERIVATIVE DATAANDRE RICARDO DUCCA FERNANDES 29 June 2021 (has links)
[pt] Identificar o modelo de um reservatório é o primeiro passo para interpretar corretamente os dados gerados em um teste de poços e desta forma estimar os parâmetros relacionados a esse modelo. O objetivo deste trabalho é de forma inversa, utilizar as curvas de pressão obtidas em um teste de poços, para identificar o modelo de um reservatório. Como os dados obtidos em um teste de poços podem ser ordenados ao longo do tempo, nossa abordagem será reduzir essa tarefa a um problema de classificação de séries
temporais, onde cada modelo de reservatório representa uma classe. Para tanto, foi utilizada uma técnica chamada shapelet, que são subsequências de uma série temporal que representam uma classe. A partir disso, foi construído um novo feature space, onde foi medida a distância entre cada série
temporal e as shapelets de cada classe. Então foi criado um comitê de votação utilizando os modelos k-nearest neighbors, decision tree, random forest, support vector machines, perceptron, multi layer perceptron e adaboost. Foram testados os pré-processamentos standard scaler, normalizer, robust
scaler, power transformer and quantile transformer. Então a classificação foi feita no novo feature space pré-processado. Geramos 10 modelos de reservatório multiclass analíticos para validação. Os resultados revelam que o uso de modelos clássicos de aprendizado de máquina com shapelets, usando
os pré-processamentos normalizer e quantile trasformer alcança resultados sólidos na identificação dos modelos de reservatório. / [en] Identifying a reservoir model is the first step to correctly interpret the data generated in a well-test and hence to estimate the related parameters to this model. The goal of this work is inversely to use the pressure curves, obtained in a well-test, to identify a reservoir model. Since the data obtained in a well-test can be ordered over time, we reduce this task to a problem of time series classification, where every reservoir model represents a class. For that purpose, we used a technique called shapelets, which are
times series subsequences that represent a class. From that, a new feature space was built, where we measured the distance between every time series and the shapelets of every class. Then we created an ensemble using the models k-nearest neighbors, decision tree, random forest, support vector machines, perceptron, multi-layer perceptron, and adaboost. The preprocessings standard scaler, normalizer, robust scaler, power transformer, and quantile transformer were tested. Then the classification was performed on
the new preprocessed feature space. We generated 10 analytical multiclass reservoir models for validation. The results reveal that the use of classical machine learning models with shapelets, using the normalizer and quantile transformer preprocessing, reaches solid results on the identification of reservoir models.
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[pt] MODELAGEM DA DATA DE ENTRADA EM PRODUÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO UTILIZANDO INFERÊNCIA FUZZY / [en] MODELING OIL WELL PRODUCTION START DATE USING FUZZY INFERENCEGABRIEL ALCANTARA BOMFIM 11 May 2017 (has links)
[pt] A previsão de produção é uma das etapas mais críticas do planejamento de curto prazo das empresas de exploração e produção de petróleo. O volume de petróleo que será produzido, denominado meta de produção, influencia diretamente todas as ações das empresas e tem crítico impacto em relação ao mercado. Percebe-se, portanto, a importância da aplicação de modelos que permitam considerar incertezas e avaliar o risco destas previsões. Esta modelagem estocástica tem sido realizada através de um modelo de simulação que considera quatro dimensões de variáveis: Potencial Produtivo Instalado, Entrada de Novos Poços, Parada Programada para Manutenção e Eficiência Operacional. Dentre as dimensões do modelo, a Entrada de Novos Poços é uma das mais sensíveis ao resultado final da previsão por apresentar grande incerteza. Desse modo, este trabalho tem por objetivo desenvolver um sistema de inferência fuzzy para prever a data de entrada em produção de poços de petróleo. O sistema é concebido integrado ao modelo de simulação visando aumentar a sua precisão. Os resultados mostram que o sistema de inferência fuzzy é aplicável à previsão da entrada de novos poços e que o seu uso eleva a acurácia das previsões de produção. / [en] Production forecasting is one of the most critical stages in short-term planning in upstream oil companies. The oil volume that will be produced, called production target, directly influences all companies actions and impact critically their market image. Therefore, it is noticed the importance of using models to consider uncertainties to evaluate production forecasting risks. This stochastic approach has been done through a simulation model which consider four dimensions of variables: installed production potential, new wells entry, scheduled maintenance program, and operational efficiency. Among those dimensions, the new wells entry is one of the most sensitive to the simulation results, because of its high degree of uncertainty. Thus, this work aims to develop a fuzzy inference system to forecast the new wells production start date. The system is designed integrated to the simulation model in order to increase its accuracy. The results show that the fuzzy inference system can be used to forecast wells production start date and its use increases oil production forecasting accuracy.
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[pt] ANÁLISE PROBABILÍSTICA DE ESTABILIDADE DE POÇOS DE PETRÓLEO / [en] PROBABILISTIC ANALYSIS OF OIL WELLBORE STABILITYALLICIA STHEL SANTOS DE OLIVEIRA 24 February 2022 (has links)
[pt] A análise de estabilidade de poços de petróleo é um passo importante para uma previsão do comportamento geomecânico de poços que ainda serão perfurados e para o entendimento de problemas que possam ter acontecido em perfurações anteriores (a fim de evitar que os problemas se repitam). Muitas complicações que ocorrem ao longo da perfuração de um poço são devido a um dimensionamento falho do peso de fluido de perfuração a ser utilizado. Algumas dessas complicações podem gerar a necessidade da interrupção da perfuração, o que provoca o tempo não produtivo e, consequentemente, o acréscimo de milhões de dólares na soma final dos gastos da operação, devido ao aluguel de equipamentos que são subutilizados nesse momento. As análises de estabilidade são amplamente realizadas de maneira determinística, o que pode acarretar incertezas aos resultados. Este trabalho propõe a análise de estabilidade probabilística de poços de petróleo baseada em dois métodos diferentes: FOSM e SEAM, com o objetivo de fornecer uma janela operacional mais realista para a análise de estabilidade ao longo de toda a trajetória de um poço. As metodologias FOSM e SEAM foram implementadas em código MATLAB pela autora desse trabalho e então foi possível obter os gradientes de colapsos e fratura para um projeto de um poço de petróleo (ao longo de toda sua trajetória). No estudo de caso proposto, foi possível observar que os resultados probabilísticos obtidos – para uma probabilidade de falha da formação de 10% – apresentaram uma previsão mais coerente para o comportamento dos gradientes de colapsos e fratura desse poço do que os resultados determinísticos, de onde se conclui que alguns problemas observados durante a perfuração poderiam ter sido evitados com a utilização dos métodos probabilísticos. / [en] The stability analysis of a wellbore is an important step to predict the geomechanical behavior of wellbores that will be drilled and for understanding problems that may have occurred in wellbores already drilled (in order to prevent problems from happening again). Many unwanted events that occur during the drilling of a wellbore are due to a bad dimensioning of the mud weight used. Some of these complications can bring on the need to interrupt drilling operation, which causes non-productive time and, consequently, the addition of millions of dollars in the final sum of the expenses of the drilling operation, due to the daily rental of equipment that are not used during the non-productive time. The stability analyzes are widely performed with deterministic methods, which can lead to uncertainties in the final results. This paper proposes a probabilistic wellbore stability analysis based on two different methods: FOSM and SEAM, with the purpose of providing a more realistic mud weight window for the stability analysis along the trajectory of the wellbore. The FOSM and SEAM methodologies were developed in MATLAB code by the author of this study and then it was possible to obtain the collapses and fracture gradients for a project of a wellbore (along its entire trajectory). In the case study proposed, it was possible to observe that the probabilistic results - for a failure probability of 10% - presented a more coherent prediction of the behavior of the wellbore s collapses and fracture gradients than the deterministic results, and hence it can be concluded that some of the problems observed during drilling operation could have been avoided with the use of probabilistic methods.
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[pt] DESENVOLVIMENTO DE UM SIMULADOR BASEADO EM PLUGIN PARA OTIMIZAÇÃO DA JANELA DE ESTABILIDADE DE POÇOS DE PETRÓLEO / [en] DEVELOPMENT OF A PLUGIN BASED SIMULATOR FOR WELLBORE STABILITY ANALYSIS AND MUD WEIGHT WINDOW OPTIMIZATIONHENRIQUE REIS SANTIAGO 18 January 2022 (has links)
[pt] O projeto de poços de petróleo representa um dos maiores desafios na indústria de óleo e gás. A análise de estabilidade é parte fundamental do projeto pois fornece subsídios para perfuração e operação dos poços.
Assim, compreender e prever a resposta geomecânica de um poço durante sua perfuração e produção é de suma importância. Para que o poço permaneça estável durante a perfuração, busca-se controlar, dentre outros fatores, a pressão interna ao longo de todo o processo com a lama de perfuração. Ela
tem como objetivo manter a região do furo em equilíbrio, próximo de seu estado pré perfuração. A pressão interna no poço também deve permanecer dentro de uma janela de estabilidade, de forma que a perfuração ocorra de forma segura. Neste trabalho, é proposto um novo simulador para a obtenção
da janela de estabilidade ótima para perfuração de poços de petróleo. O simulador utiliza uma arquitetura de plugins, que o permite realizar diferentes análises apenas substituindo alguns plugins e garante maior flexibilidade para desenvolver e estender o simulador se comparado com outros disponíveis num
formato de caixa preta. O cálculo da pressão ótima da janela de estabilidade é realizado por meio da obtenção de raízes de funções de restrição baseadas em critérios de falha por plastificação ou fratura do poço. Para resolver as análises geomecânicas envolvidas, o simulador utiliza o Método dos Elementos Finitos considerando o acoplamento fluido mecânico e o comportamento elastoplástico no entorno do poço. São apresentados exemplos para a validação do simulador, bem como análises de estabilidade de poços baseados em estudos de caso da literatura. / [en] Well planning presents a major challenge in the oil and gas industry. Wellbore stability analysis is one of the most important steps during well planning and provides the technical basis for a safe drilling operation. Therefore, comprehending and predicting the physical response of wells is extremely valuable
to drilling engineers. In order to achieve wellbore stability, drilling operators control, among other factors, the internal wellbore pressure using the perforation mud weight. The mud pressure is used to balance the stresses at the wellbore region and its value must remain inside a stable window to ensure a
safe operation. In this work, we propose a novel simulator to perform wellbore stability analysis and to compute the optimal mud pressure window. The simulator utilizes a plugin architecture, which provides a more flexible environment to develop and extend the simulator or even perform different analyses by
exchanging one or more plugins. The ideal internal pressure and mud weight window are computed by solving a root-finding problem based on different failure criteria for the well. The simulator uses the Finite Element Method to solve each geomechanical analysis during the solution procedure, assuming the
fluid-mechanical coupling and elastoplastic behavior around the wellbore. The simulator was validated using various examples and wellbore stability analyses were performed on a set of case studies from the literature.
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